纳米SiO_(2)强化CO_(2)地质封存页岩盖层封堵能力机制试验

页岩为CO_(2)盐水层地质封存常见盖层岩石类型,强化盖层封堵能力有利于提高CO_(2)地质埋存量和安全性。为探究随CO_(2)混注纳米SiO_(2)(SNPs)强化盖层封堵能力的有效性和可行性,对CO_(2)地质封存页岩盖层样品开展原地条件下的超临界CO_(2)酸蚀反应试验,基础组为页岩样品-地层水、对照组为页岩样品-地层水+超临界CO_(2)、优化组为页岩样品-地层水+SNPs+超临界CO_(2),并采用核磁共振测试、场发射扫描电镜可视化观测、X射线衍射测试和岩石力学试验,探究CO_(2)酸蚀反应前后的页岩孔隙结构、表面形貌、矿物成分及力学性质特征。结果表明:优化组的大孔孔隙分量及孔隙度和渗透率增大幅度低于对照组;与对照组相比,优化组黏土矿物与碳酸盐岩矿物相对含量损失少,表明随CO_(2)混注SNPs可使岩样内部酸蚀作用减弱;SNPs在岩石端面吸附聚集或进入岩心孔喉,可使优化组页岩样品力学性能损伤程度降低;随CO_(2)混注SNPs有利于强化CO_(2)盐水层地质封存盖层封堵能力。

三河尖关闭煤矿煤层CO_(2)封存潜力研究

关闭煤矿煤层CO_(2)地质封存是CO_(2)封存的重要方式之一,也是短期内实现碳减排指标的有效手段之一。以江苏省徐州市三河尖关闭煤矿为例,分析了已采7号煤和9号煤的煤岩煤质特征,统计了剩余煤炭资源储量,运用模糊综合评价法,选取了稳定系数、上覆岩层性质、地质构造复杂程度、地下水指标、封存煤层压温比、封存煤层深厚比、封存煤层渗透率、采空塌陷程度和其他因素等9个主要影响因素指标对7号煤和9号煤封存CO_(2)稳定性进行评价,建立关闭煤矿煤层CO_(2)封存评价方法并评估CO_(2)封存潜力。结果表明,三河尖关闭煤矿7号煤和9号煤剩余储量较大,CO_(2)封存稳定性综合评价结果分别为86.209和87.698,评价等级均为较稳定,封存潜力较高。根据建立的关闭煤矿煤层CO_(2)封存评价方法,计算获得三河尖关闭煤矿7号和9号煤层CO_(2)理论封存量分别为207.6 Mt和80.9 Mt,并据此划分封存有利区为有利区、较有利区和不利区3个等级。研究可为关闭煤矿煤层CO_(2)封存研究提供基础依据。

海洋CO_(2)地质封存研究进展与发展趋势

CO_(2)捕集、利用和封存是中国实现“双碳”目标的核心技术,也是全球研究的热点。CO_(2)地质封存是其中的关键环节,特别是海洋CO_(2)地质封存是今后的重点发展方向。以国内外海洋CO_(2)地质封存的发展历程为基础,结合典型CO_(2)海洋封存示范项目案例,系统梳理了国内外海洋CO_(2)地质封存理论研究进展,分析了CO_(2)在井筒流动、相变与传热、CO_(2)流体运移与储层物性参数展布规律、海洋地质封存机制及封存潜力、地质封存盖层完整性及安全性评估等方面的研究现状。认识到中国目前对海底地质结构中CO_(2)注入过程的多相态转化、溶解、捕获传质特征及动力学特性认识尚浅,对海洋封存机制及不同封存机制之间的相互作用机理尚不明确,未来应开展海洋CO_(2)动态地质封存空间重构机制研究,解决地质封存相态转化及流体动态迁移机理等关键科学问题,揭示海洋CO_(2)地质封存机制的相互作用机理,形成适用于中国海洋地质封存CO_(2)高效注入和增效封存方法。

一种基于“四区”的低渗透油藏CO_(2)埋存量计算方法及应用

CO_(2)驱油和埋存能有效减少温室气体排放量达到碳中和目标,已有的CO_(2)埋存量计算方法主要针对CO_(2)的静态埋存量进行粗略计算,未考虑实际生产过程中CO_(2)埋存量的变化。针对上述问题,运用CO_(2)溶解、CO_(2)波及体积和驱油机理,将CO_(2)驱油与埋存过程分为气相区、两相或近混相区、扩散区和油相区,并基于“四区法”计算CO_(2)埋存量,得到了不同烃类的注入孔隙体积倍数、注入压力、注气速度下的CO_(2)动态埋存量的变化规律。将研究成果应用于W油田低渗储层,结果表明:注入烃类孔隙体积倍数、压力、注气速度与总埋存量呈正相关性,当压力由12 MPa升至30 MPa,CO_(2)埋存总量增加15.53×10^(4)t;当注气速度由5 t/d增加至30 t/d,峰值CO_(2)埋存总量由3.51×10^(4)t提高至12.62×10^(4)t。研究成果可为同类油藏开展CO_(2)驱油与埋存项目提供新的思路。

“双碳”目标下火电厂CO_(2)计量技术研究现状与展望

中国电力行业CO_(2)排放量是CO_(2)排放的主要来源,其中火电厂CO_(2)排放量在电力行业中占比最大。在“双碳”目标下,CO_(2)计量技术可以实现对火电厂中CO_(2)排放量的直观判断,为火电厂CO_(2)减排提供重要支撑,促进火电厂参与碳交易,带动区域经济发展。结合国内外政策,讨论了目前通用CO_(2)计量方法的实施进展,总结归纳了以碳核算为主、碳监测为辅的火电厂CO_(2)计量方法存在的问题,并对火电厂CO_(2)计量技术应用的重难点进行了分析。最后,对火电厂CO_(2)计量技术的发展及应用进行了展望。

CO_(2)分注井气嘴节流特性及矿场应用

为了解决CO_(2)分注井节流压差建立困难,气嘴易冲蚀的技术难题,通过构建CO_(2)物性变化的流动-传热耦合模型,揭示2级和3级节流气嘴的流场演化机制,优化设计气嘴结构、建立了绕流气嘴节流图版并开展现场应用。结果表明:流量为10 m3/d时,2级嘴径1.4 mm和3级嘴径1.6 mm的绕流气嘴分别能产生将近6 MPa和8 MPa的节流压差,证明绕流气嘴结构合理、性能可靠、能够达到调整层间压差的技术要求;参照气嘴图版优选的节流气嘴,现场应用20口井,节流压差可达4 MPa左右,调整后注入压力上升2.4 MPa,加强层相对吸气比例由9.7%上升至50.7%,有效调整了层间差异,解决了分注井小层吸气不均的问题。研究结果指导现场测调,为CO_(2)分注规模化应用提供技术支撑。

跨临界CO_(2)循环系统控制优化策略的研究进展

控制策略作为跨临界CO_(2)循环系统的重要组成部分,是保证系统高效节能运行的关键。介绍了系统最优排气压力经验计算和泊金汉π定理的反馈控制、基于梯度追踪和极值寻优的实时在线控制以及基于神经网络的预测控制等,详细分析了系统控制策略的发展历程和未来发展趋势,并总结如下:离线控制建立简单、成本低,但易受到环境因素和系统部件变化的影响而导致控制性能降低;实时在线控制策略可以实时追踪系统最大能源效率对应的排气压力,但由于寻优过程费时较长,导致控制系统的收敛时间过长;模型预测控制系统可以实现实时优化和快速收敛,有着良好的发展前景。结合新能源汽车、建筑供暖、轨道交通、商超冷藏、军工等实际场景对跨临界CO_(2)循环系统控制策略的应用特点和未来发展趋势进行分析,进一步说明了提高控制策略的适用性是未来研究的重要方向,并分析将广义预测控制、强化学习等具有自适应属性的方法应用于跨临界CO_(2)循环系统控制策略的可行性,同时探讨了开发适用于大规模循环系统和储能系统控制策略在我国“双碳”背景下的重要意义。

适合致密油藏的超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐技术

为了进一步提高致密油储层超临界CO_(2)吞吐的开发效果,探索适合致密油藏的超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐技术,通过原油黏度实验、油气界面张力实验、最小混相压力实验、原油膨胀系数实验以及超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐模拟实验,评价了不同类型气溶性表面活性剂的性能及其对吞吐采收率的影响。结果表明:气溶性表面活性剂GRS⁃1的综合性能更加突出,随着气溶性表面活性剂质量分数的不断增大,原油黏度、油气界面张力和最小混相压力均呈现出逐渐降低的趋势,而原油体积膨胀系数则逐渐增大,并且岩心的吞吐采收率和入口端压力也呈现出逐渐增大的趋势;随着混合流体注入量的增加以及闷井时间的延长,岩心吞吐采收率和入口端压力均逐渐增大,并且岩心的渗透率越大,吞吐采收率就越高;超临界CO_(2)-气溶性表面活性剂复合吞吐的最佳实验参数为气溶性表面活性剂GRS⁃1的质量分数0.6%、混合流体注入量0.5 PV、闷井时间3 h、吞吐轮次3次。该复合吞吐技术能够显著提高致密油藏的采收率,对高效开发致密油藏具有指导意义。

运移距离对CO_(2)混相驱重力超覆的影响规律及表征分析

CO_(2)驱油技术具有提高原油采收率和资源化利用与封存的双重目的,已在低渗-致密油藏得到广泛应用。为明确运移距离对CO_(2)混相驱油过程中密度差引起的重力超覆程度的影响规律,分别采用室内物理模型和数值模型开展研究。实验结果表明,混相条件下,由于岩心长度减小,重力超覆的扩展空间受限,但油气混相程度的降低,导致重力超覆程度降低幅度较小;当岩心长度继续减小时,混相程度降低对重力超覆的影响大于岩心长度对重力超覆扩展空间限制的影响,从而使重力超覆程度加剧。数模结果表明,随着运移距离的减小,重力超覆程度减弱,混相驱采收率提高。因此,结合油田现场情况,为减缓重力超覆,应适当减小井距,缩短CO_(2)气体运移距离,从而提高CO_(2)驱的波及效率。研究结果对于CO_(2)驱油现场试验方案设计和参数优化具有一定的指导意义。

“双碳”愿景下CO_(2)驱强化采油封存技术工程选址指标评价

在国家能源安全和“双碳”战略愿景下,CO_(2)驱强化采油封存技术(CO_(2)-EOR)因能助力油气行业转型发展,成为“低碳化”乃至“负碳化”的首选技术和最现实的选择。无论是实验、数值模拟还是现场实践,目前国内外学者对CO_(2)-EOR研究侧重于CO_(2)作为高效的驱油“催化剂”本身及油藏CO_(2)-EOR适应性认识,对于工程选址评价缺乏统一标准和系统研究。在充分调研国内外文献的基础上,结合中国CO_(2)-EOR应用进展和工程实践,明确了CO_(2)-EOR工程选址可行性评价所需的通用依据,指出了CO_(2)-EOR工程选址遵循“CO_(2)封存与驱油双统一”、安全性、经济性的专属性原则,并从CO_(2)-EOR工程选址的地质、工程、安全、经济4个要素开展了较详尽系统的研究,定性-定量构建了“4+8+27”CO_(2)-EOR工程选址三级指标评价体系(GESE),以期为油藏开展CO_(2)-EOR工程选址提供借鉴,助力中国碳减排技术的应用与发展。

深部煤层CO_(2)地质封存量化评估及案例研究

地质封存CO_(2)作为理想的减碳技术,有望成为缓解温室效应的重要手段,因此量化评估深部煤层CO_(2)地质封存潜力与研究超临界CO_(2)与深部煤岩之间相互作用成为了“双碳”背景下的研究热点。以焦作矿区九里山煤样为试验研究对象,分析了深部煤层超临界CO_(2)吸附与封存机理,分别开展了35和45℃下煤样的CO_(2)等温吸附试验,解释并校正了CO_(2)吸附等温线高压异常下拐现象,得到了不同温度下煤样的CO_(2)实际吸附量。提出了一种新方法计算CO_(2)地质封存量,能够校正吸附相体积造成的封存量计算误差,并能精确评估不同埋深煤层CO_(2)理论和有效封存量。研究结果表明:①当高压吸附饱和时,煤样表面所有的吸附位被完全占据,此时吸附相体积和密度不再发生改变,吸附量应趋于稳定,但实验室测得的吸附量却在高压饱和阶段随压力增大而减小,这并不符合Langmuir吸附原理,因此必须对实验室测试的吸附等温线进行校正,才能应用于深部煤层CO_(2)封存量评估;②煤中CO_(2)封存量主要由吸附和游离封存量组成,吸附封存量需要采用吸附相密度和Gibbs吸附量进行反算,游离封存量则需要掌握煤中游离相占据的孔隙体积,它只能根据煤中孔隙总体积减去吸附相体积进行计算,因此,吸附相是精确评估吸附和游离封存量的决定性因素;③采用修正的煤层CO_(2)地质封存量化方法,以焦作修武研究区800~2000 m深部煤层为例,得出其单位质量煤中CO_(2)理论封存量为1.52~2.16 mmol/g,CO_(2)有效封存总量为11.19×10^(9)m^(3),换算为封存总质量为21.97 Mt。本研究案例不仅校正了吸附试验数据的物质平衡错误,而且考虑了吸附相占据孔隙空间对游离封存量的影响,这对深部煤层CO_(2)地质封存量精准评估具有重要的应用意义。

中国水层CO_(2)地质封存技术攻关方向

在国家“碳达峰碳中和”战略目标下,为了延长化石能源行业的生命周期,亟需进行大规模碳减排的重大革命,其中CO_(2)地质封存(CCS)这一大规模碳减排的托底技术,已在全球达成共识。为此,系统梳理了全球CCS发展趋势,并针对中国CCS地质特点和工程技术现状,分析了中国发展水层CCS面临的挑战和难点,提出了中国水层CO_(2)地质封存技术的攻关方向。研究结果表明:①中国水层CCS起步早,当前正在开展世界级规模水层CCS先导试验,技术水平与国外并行,CCS有望成为中国未来大规模碳减排的主要手段;②鉴于中国水层多无法回避陆相沉积、断裂发育、非均质性强等先天条件,中国未来建设大规模水层CCS将面临封存规模大、封存成本高和长期封存安全性等3个方面关键技术的挑战;③从推动和形成CCS负碳新产业角度,中国未来水层CCS碳埋存需要攻克CCS地质体评估、CO_(2)高速注入、低浓度CO_(2)封存、降低成本和地质监测等5个关键技术。结论认为,该研究认识进一步坚定了中国发展水层CCS技术的信心,提出的5个方面关键技术为快速形成负碳领域的国家战略科技力量明确了攻关方向,同时为后续推动大规模地下储氢、储氦、压缩空气储能等战略性新兴行业的发展提供了前瞻性技术支撑。

含杂质超临界CO_(2)管道止裂分析及控制方案

管道输送作为CCUS技术的关键环节,在超临界高压环境下输送CO_(2)时,由于含杂质CO_(2)特殊的相特性,一旦发生泄漏,压力会维持较高值且温度急剧下降,输送管道易发生裂纹扩展,造成断裂事故。基于延长油田一期36×10^(4)t/a超临界CO_(2)管输预研方案,根据减压波速度计算模型和管道裂纹延性扩展止裂判据,采用修正后的Battelle双曲线法对管道进行止裂分析,对无法满足止裂要求的设计方案进行增加壁厚试算。结果表明:材质为X80、尺寸为Φ140 mm×6.0 mm的L12管线韧性值满足工况下裂纹控制的要求;而同样材质等级、壁厚组合为Φ168 mm×6.0 mm的L11管线所提供的止裂压力低于平台压力,无法保证管线发生裂纹延性扩展时能够自行止裂。对于L11管线,通过将管道壁厚增加至7 mm,其他设计参数不变,可以实现裂纹自行止裂。该研究可为实际工况下Battelle双曲线法在超临界CO_(2)管道断裂控制的应用提供理论基础与实际范例。

煤中超临界CO_(2)解吸滞后机理及其对地质封存启示

将CO_(2)注入不可采煤层地质封存既是降低温室气体效应最理想选择之一,也是煤炭工业降低CO_(2)排放、实现低碳化可持续发展的必由之路,然而,煤层CO_(2)地质封存悬而未决的关键问题是:“注入煤层中的CO_(2)到底能否长期停留而安全封存?”。鉴于此,在弄清煤体CO_(2)解吸滞后规律的基础上,揭示超临界CO_(2)解吸滞后机理,建立煤层CO_(2)地质封存量化模型,探讨利用解吸滞后实现煤层CO_(2)长期安全封存。研究表明:煤中超临界态CO_(2)解吸滞后程度大于亚临界态CO_(2),在超临界阶段,吸附与解吸等温线形成近似“平行线”的稳定滞后特征;解吸滞后的本质原因是煤中微纳米级亲水性孔隙形成弯液面、产生强大毛细压力、渗吸液态水、截断并固定超临界CO_(2)流体、最终形成了CO_(2)残余封存,例如,煤中直径40~10 nm圆柱形无机孔隙可产生7.30~29.12 MPa毛细压力,足以封堵超临界态CO_(2);以九里山煤样解吸等温线数据为例,采用基于煤层CO_(2)解吸滞后的地质封存量化模型,评估出900~1500 m深部二1煤层封存总量稳定在35~37 m^(3)/t,其中,吸附封存约占80%,残余封存约占15%,而结构封存仅占5%;解吸滞后启示应尽可能采取措施提高煤层残余封存CO_(2)比例,原因是毛细堵塞的残余封存CO_(2)较围岩密封的游离和吸附CO_(2)更安全且没有泄露风险,煤层灰分、水分、孔隙尺寸和形貌等物性参数是影响残余封存效率的主要因素。

重组贻贝粘蛋白在点阵CO_(2)激光治疗面部痤疮萎缩性瘢痕术后创面修复中的应用研究

目的:探究重组贻贝粘蛋白水凝胶敷料(Recombined mussel adhesive protein hydrogel dressing,Rmaphd)在点阵CO_(2)激光治疗面部痤疮萎缩性瘢痕术后创面修复中的应用效果。方法:选择2022年6月-2023年2月面部痤疮萎缩性瘢痕患者117例,分为Rmaphd组、重组人表皮生长因子(Recombinant human epidermal growth factor,rhEGF)组和对照组,每组39例,三组均给予点阵CO_(2)激光术治疗,术后分别给予Rmaphd、rhEGF及生理盐水处理,比较三组疗效、ECCA评分、症状持续时间以及生活质量评分。结果:Rmaphd组和rhEGF组总有效率分别为92.31%和94.87%,均高于对照组76.92%(P<0.05),术后ECCA评分低于对照组(P<0.05),术后疼痛、红斑、痂皮持续时间短于对照组(P<0.05),Acne-QoL各指标得分优于对照组(P<0.05);上述各临床Rmaphd组与rhEGF组差异无统计学意义(P>0.05)。结论:Rmaphd用于点阵CO_(2)激光治疗面部痤疮萎缩性瘢痕术后创面修复疗效显著,具备在临床上辅助激光治疗术后修复的应用潜力。

CO_(2)驱油封存泄漏风险管理系统及应用研究

CO_(2)驱油封存技术在提高原油采收率的同时能实现大规模CO_(2)封存。然而,驱油封存过程伴随着多种CO_(2)泄漏风险。针对以往CO_(2)泄漏风险管理系统的缺乏,特别是缺少基于在线监测的管理系统,难以支撑动态的风险管理,研究基于CO_(2)驱油封存泄漏风险管理体系的构建,开发了集成多环境实时风险识别和评估、多空间风险预测、多层级风险预警和全过程风险控制的动态CO_(2)泄漏风险管理系统,并应用于鄂尔多斯盆地延长石油CO_(2)驱油封存示范项目。案例应用研究表明,所开发的CO_(2)泄漏风险管理系统可以全空间动态识别CO_(2)驱油封存过程的各种泄漏风险,有效支撑泄漏风险的动态管理,为CO_(2)驱油封存项目提供全面及时的安全保障。

不同超临界CO_(2)浸蚀时间后冲击煤体能量演化与破坏特征

在未采煤层封存CO_(2)时,注入的CO_(2)受高温高压影响会处于超临界态,影响煤层稳定性。为研究超临界CO_(2)浸蚀后煤体受扰动影响引起的能量耗散与破坏特征,基于自主研发的高压气体吸附/解吸试验系统对煤体开展不同超临界CO_(2)浸蚀时间(0、2、4、6 d)的吸附试验,利用分离式霍普金森压杆试验系统对超临界CO_(2)作用后的煤体开展冲击压缩试验,并结合高速摄像仪拍摄了冲击过程,分析了冲击煤体的能量耗散规律,阐明了煤体的破坏裂纹演化与破碎分形特征。研究结果表明:相同冲击荷载下,不同超临界CO_(2)浸蚀时间后煤样的应力-应变曲线变化趋势类似,可划分为弹性能量耗散、塑性能量耗散和峰后能量耗散3个阶段。随超临界CO_(2)浸蚀时间增长,煤样吸能能力减弱,冲击煤样表面裂纹数量增多,裂纹网络及扩展方向逐渐复杂,煤样破碎更加剧烈,破碎粒径减小,破碎形态更加复杂,最后确定了不同浸蚀时间后煤样破碎分形维数与耗能密度的线性相关关系。研究结果对于开展注CO_(2)强化深部煤层气开采工程探索具有一定的理论意义。

CO_(2)−荷载耦合作用下煤体细观统计损伤本构模型及验证

CO_(2)吸附会对煤体产生损伤劣化作用进而降低其稳定性,对CO_(2)封存的长期安全性提出挑战,明确CO_(2)劣化作用并建立本构模型至关重要。采用损伤力学理论和统计理论推导出能够综合反映CO_(2)吸附和荷载耦合作用下煤体总损伤变量的计算公式,并重点考虑了压密段的影响,分段建立了CO_(2)作用下煤体的细观统计损伤本构方程,明确了模型各参数的确定方法。最后通过CT扫描实验系统、MTS 816实验系统确定了本构模型参数,并采用自主研制的气−固耦合实验系统对不同CO_(2)压力下煤体进行了单轴压缩实验,验证了模型的合理性。研究结果表明:①基于CT扫描获取的裂隙率和运用Weibull分布理论分别定义了吸附和受载作用下的损伤变量,结合损伤理论进一步得到二者耦合作用下的总损伤变量,并建立了细观统计损伤本构模型;②基于CT扫描技术的裂隙三维重构真实反映了CO_(2)作用前后裂隙扩展特征,CO_(2)压力越高,裂隙扩展越充分,煤样三维裂隙参数和损伤变量越大,所形成的空间裂隙网络越复杂;③CO_(2)对煤体力学性质劣化作用显著,煤体的抗压强度与弹性模量随CO_(2)压力增加分别降低了49.78%和22.63%,CO_(2)对煤体的溶胀效应、塑化效应和气楔效应的综合作用导致了力学参数的降低;④建立的CO_(2)作用下煤体细观统计损伤模型理论曲线与单轴实验曲线具有较高的吻合度,说明损伤本构模型能够较好地反映出CO_(2)对煤体力学特性的损伤劣化作用,体现了损伤本构模型及模型参数确定方法的合理性与适用性。

超临界CO_(2)作用下无烟煤孔隙结构演化时间效应规律

CO_(2)地质封存技术是实现减排和废弃矿井资源再利用的有效技术之一,但煤层孔隙结构在CO_(2)注入后的变化具有时间效应,其演化规律将直接影响CO_(2)地质封存潜力。为了探索作用时间增加后煤层孔隙结构变化的真实情况,提高CO_(2)地质封存量计算精度,通过对重庆市南桐矿区无烟煤进行超临界CO_(2)吸附实验、低温氮气吸附实验、X射线衍射测试、核磁共振测试、扫描电镜测试等实验,研究了不同超临界CO_(2)作用时间对该区域内煤样孔隙结构的演化规律。研究结果表明:①超临界CO_(2)作用后煤样孔隙度的变化主要发生在7 d内,处理7 d后煤样孔隙度增加了3.20%,7~14 d内煤样孔隙度仅增加了0.05%;②随作用时间增加,煤样孔隙的比表面积增加但变化量逐渐减小,7 d内日均增长19.74%~24.50%,7~14 d内日均增长2.37%~4.60%,其变化规律近似呈对数函数关系;③超临界CO_(2)与煤产生的化学反应引起矿物质的溶解,增大了煤体的表面粗糙度,表征煤样粗糙度的分形维数随着作用时间的增加持续增大;④超临界CO_(2)作用后能有效改变煤样的孔隙度及表面形貌,为CO_(2)吸附提供了更多吸附点位,超临界CO_(2)对孔隙结构的改造效果在7 d内比较明显。结论认为,超临界CO_(2)作用下无烟煤孔隙结构的变化随作用时间增加最终会趋于稳定,研究结果可为无烟煤储层CO_(2)地质封存潜力评价提供理论指导。

衰竭底水气藏注CO_(2)提高天然气采收率与碳封存机理

气藏注CO_(2)提高天然气采收率并实现碳封存有望成为大幅度提高天然气产量与碳减排协同的潜在关键技术。为了给底水气藏注CO_(2)高效开发提供指导,针对地层水盐度对CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡影响、气藏注气过程中压力变化对CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡影响、注采方案对注CO_(2)提高气藏采收率影响、盐度对注CO_(2)提产及封存影响等目前认识不清的问题开展了CO_(2)-CH_(4)-H_(2)O-NaCl体系相平衡规律及注CO_(2)提采与封存数值模拟研究。研究结果表明:①随着盐度增加,CO_(2)和CH_(4)在盐水中的溶解度降低,液相的密度和黏度增加,盐度对气相性质几乎没有影响;②随着压力增加,CO_(2)和CH_(4)在液相中的溶解度均增加,气相、液相密度和黏度均增加,液相偏差因子随压力增加而增加,气相偏差因子先减小后增加;③同注同采方案CH_(4)产量更稳定且产出的CO_(2)少,而先注后采方案则会加速CO_(2)与CH_(4)的混合,CO_(2)封存量低,前者更适合注CO_(2)提采及封存;④在不考虑盐析效应的前提下,盐度对CH_(4)采收率和CO_(2)封存量的影响几乎可以忽略不计,不同盐度的衰竭底水气藏中CH_(4)采收率均超过80%、CO_(2)封存率均超过99%,短期注CO_(2)过程中,CO_(2)主要以气态或超临界态的形式被封存,少部分CO_(2)溶解在液相中,100年后CO_(2)在液相中的溶解质量分数约为5%。结论认为,衰竭底水气藏注CO_(2)能增压补能、驱替置换残余天然气,提高采收率并实现碳封存。